大壩電廠#3機AGC控制品質的分析、優化

　　摘要：本文根據300MW火電機組AGC控制系統的投運情況，依據大型火電機組的典型控制理論，分析并指出了目前控制系統存在的不足，進行深入地分析，提出了優化措施。
　　
　　我公司四臺機組自投入AGC以來，承擔著寧夏電網的調頻、調峰主要任務，但近年來因鍋爐燃煤煤種變化頻繁，#3機組AGC的調節品質亟待提高，我們利用#3機組DCS系統由原美國Bailey公司的INFI-90系統升級為ABB公司的SPHNY系統的機會，對本機組AGC系統的主要參數、結構進行優化改進，提高了機組AGC的控制品質。
　　
　　一、機組協調控制系統簡介
　　
　　我公司#3機組（300MW）鍋爐是北京巴布科克.威爾科斯有限公司引進技術設計和制造的亞監界參數、一次中間再熱、自然循環汽包爐，型號為B＆WB-1025/18.3-M,鍋爐采用平衡通風、直流燃燒器、前后墻對沖式燃燒方式。鍋爐以zui大連續負荷（即BMCR工況）為設計參數，鍋爐的zui大連續蒸發量為1025t/h；鍋爐的額定蒸發量為894.9t/h，機組額定負荷為300.0MW，
　　
　　機爐主控系統設計有協調控制、鍋爐基本（TF）、汽機基本（BF）、手動方式等四種不同級別的運行方式，以適應機組在定、滑壓工況下安全的運行。
　　
　　我公司本機組采用的是鍋爐跟隨（BF）方式下的協調控制系統（如圖一）。
　　
　　二、AGC系統存在的問題
　　
　　機組AGC投運期間，主要存在機組負荷響應能力差，穩定性較差，在整個負荷變化范圍內負荷響應能力差，不能承擔較高的負荷變化率,在機組負荷變化時，鍋爐蓄能的利用（釋放）要以犧牲壓力（降低）為代價，同時因機爐間的相互影響，燃料擾動（增加）時壓力、功率都上升，而為保持原有功率的汽機調門動作（關小），致使主汽壓力波動幅度較大，有時出現超壓現象。
　　
　　三、分析改進
　　
　　從本機組鍋爐跟隨方式下的協調控制組成結構來分析采用直接能量平衡原理，鍋爐跟隨（BF）方式的基本模式是鍋爐側自動調節機前壓力，汽機側自動調節功率，汽機主控站向DEH系統發開/關高壓調門的脈沖信號，從而達到快速調節機組負荷的目的。（如圖一所示）
　　
　　1.由圖一可知鍋爐主調節器接受的是鍋爐熱量（HR）與汽機所需能量信號的差值，當鍋爐主控切至手動時，主調輸出跟蹤平均燃料量修正后的值；鍋爐副調節器接受的是鍋爐指令（BLRDMD）與平均給煤機指令偏差值，當鍋爐主控切至手動時，副調輸出跟蹤鍋爐主控站輸出；采用能量平衡信號Ps×P1/Pt作為鍋爐主調節器前饋信號，提前動作。
　　
　　2.由圖一可知汽機調節器接受的是機組主控指令ULD減去經函數修正后的機前壓力設定值與機前壓力的差值信號，經PID運算及限速率后形成汽機指令。
　　
　　3.通過多次做變負荷擾動試驗，從趨勢上仔細觀察發現鍋爐熱量信號（HR）在機前壓力穩定時，機組負荷發生變化時鍋爐熱量信號變化很頻繁，從鍋爐熱量信號的組成來看：
　　
　　DQ=P1＋Kb×dPb／dt
　　
　　式中D--蒸汽流量，P1---汽機調速級（*級）后壓力Pb--鍋爐汽包壓力，Kb--鍋爐蓄熱系數，它表示汽包壓力每下降一個MPa，所釋放出來的熱量。代表蒸汽流量的P1---汽機調速級（*級）壓力和鍋爐汽包壓力的變化速度dPb／dt按一定的比例（比例系數Kb）相加，得到熱負荷信號，根據機組在穩定負荷情況下，要滿足機前壓力穩定，汽輪機需要的能量應與鍋爐提供的熱量信號保持平衡。鍋爐燃料主調節器入口偏差為：
　　
　　ef=（Ps×P1/Pt）－（P1+KbdPb/dt）
　　
　　=P1×（Ps－Pt）/Pt－KbdPb/dt
　　
　　=ep×P1/Pt－KbdPb/dt
　　
　　式中：ep=Ps－Pt為機前壓力偏差。燃料PID調節器的控制作用是使輸入偏差ef為零，由于機組帶負荷后，P1／Pt不為零，控制作用總是使Ps－Pt＝0。這說明DEB協調控制系統的燃料調節器固有保持機前壓力等于給定值的能力。無需機前壓力閉環校正回路。動態過程中的dPd／dt，在機前壓力偏離設定點時，Pb和P1的變化方向相同，還可以起到加速燃料調節的作用，而當機前壓力趨近設定點時，dPd／dt為負值，提供了過程阻尼，又具有防止機前壓力已過調的穩定作用。直接能量平衡協調控制系統同時還設有能量平衡信號的動態前饋:（Ps×P1／Pt）×[d（Ps×P1／Pt）／]dt，用以補償機前壓力設定點變化或負荷變化時鍋爐蓄能的變化和機、爐動態響應的差異。定壓運行時，動態前饋補償了負荷變化時要求改變汽包壓力所需的鍋爐蓄能變化。負荷不變時，則補償機前壓力定值提高所需的鍋爐附加蓄能。而在滑壓運行時，更要補償負荷和機前壓力二者同時變化時，要求汽包壓力變化所需的更多的鍋爐附加蓄能。但鍋爐熱量信號參數整定的是否適當將直接影響熱量信號的準確性，由組態圖一可知熱量系數K1、K2的設置是極其重要的，需要整定。在鍋爐工況穩定時，通過多次改變汽機高調門的開度，使機組負荷的變化量分別為10MW、20MW、30MW，保持K2不變，將K1由原組態中的K1=15經多次反復試驗整定為K1=11，相當于改變了鍋爐的蓄熱量信號在鍋爐熱量信號中的權重，即重新調配鍋爐蓄熱系數，實現在負荷變化時充分發揮鍋爐的蓄熱量，以便準確、快速響應外界負荷的變化，又能減緩鍋爐熱量信號的變化頻繁的不足，反復試驗zui終確定將組態中的K1設置為K1=11比較合理，觀察鍋爐熱量信號趨勢在機組負荷變化時比較平穩。（如圖所示）
　　

　　4.由組態圖分析可知：機組負荷指令ULD直接與鍋爐燃料主調節器的輸出疊加，形成鍋爐指令信號，進入鍋爐燃料副調節器，從而求得給煤機指令信號，控制燃料量。機組負荷指令ULD作為重要的前饋信號，它的強弱直接影響到AGC指令變化后加在各給煤機入口煤量的多少，其作用的強弱，導致鍋爐煤量加超或欠加，從而造成鍋爐主汽壓力的超壓或欠壓，因此該前饋信號的整定也是很重要的。分析該前饋信號發現當機組負荷的改變量不同時，前饋作用的強弱不明顯，由于鍋爐對象的特性是一有遲延的環節，當機組負荷突增時，需要在一定時間內迅速增加足夠的燃料量，因鍋爐的遲延特性，燃料量增加后機前壓力、負荷的響應同樣存在滯后，這就要求燃料量增加后當機前壓力上升時，又要很快減少適當的燃料量，防止燃料量加過，造成超壓，反之亦然，保證進入鍋爐的燃料量滿足機組負荷的要求，為達到這樣的效果，須整定好前饋信號，通過仔細分析組態圖二，決定在前饋回路中增加一個對負荷指令ULD進行速率限制的功能塊，該功能塊與原微分功能塊形成新的前饋信號后再與鍋爐燃料主調節器的輸出疊加，再形成鍋爐指令信號。我們通過多次設置速率限制塊的規格參數S3---增加率限制（1/秒）、S4---減少率限制（1/秒），原微分功能塊的規格參數S3并經反復試驗zui終確定速率限制塊的S3、S4分別設置為：s3=0.148994、s4=0.548994原微分功能塊的規格參數S3=0.83設置為s3=0.99，試驗證明了前饋作用對負荷響應過程的作用非常顯著，從而改善了調節品質，效果圖如下所示：
　　

　　5.滑壓運行方式下原設計機前壓力定值采用一級壓力自動設定，即機側負荷變化后機前壓力定值才改變，遲延太大，過渡過程時間太長，不能滿足電網對機組負荷快速性的要求。現改用單元機組指令通過分段線性函數F2（x）折算成機前壓力定值，通過各負荷段的滑壓運行參數實驗得出單元機組指令與機前壓力的分段線性對應關系。使得滑壓運行方式下機前壓力定值隨單元機組指令迅速變化，提高滑壓運行方式下協調控制的快速性，以保證經濟運行。
　　
　　函數F2（x）為：X（MW）0180220240260300
　　
　　Y（MPa）011.413.915.516.716.7
　　
　　我們通過對該控制系統從部分結構上、主要參數上進行優化后投入AGC分別作20MW、30MW的負荷擾動試驗，各負荷段升/降負荷運行正常，各種控制性能良好，機組的調節品質均有較大的提升，機組負荷響應率由原來的2.5MW/MIN提高至4MW/MIN、負荷響應時間為3S、主汽壓力穩定在設定值的±0.2MPa以內，機組AGC自動控制系統得到了進一步的優化。
　　
　　附圖一:#3機組在定壓運行方式下，由網調300MW降低到279MW。試驗曲線如下圖所示，試驗時間為3月6日12：05—12：35
　　
　　紅線：——總燃料量亮藍線：——機組實發功率綠線：——熱量粉線：——機前壓力
　　
　　黃線：——鍋爐指令淡黃線：——ADS指令藍線：——ULD指令
　　
　　附圖二:#3機組在滑壓運行方式下，由網調239MW降低到269MW。試驗曲線如下圖所示，試驗時間為3月6日16：10—16：40
　　
　　紅線：——總燃料量亮藍線：——機組實發功率綠線：——熱量粉線：——機前壓力
　　
　　黃線：——鍋爐指令淡黃線：——ADS指令藍線：——ULD指令
　　
　　四、結束語
　　
　　發電機組AGC控制系統的正常投入是一種必然，但就其控制系統的優化、維護來說將是一項長期的工作，AGC控制系統優化、整定時環節多，系統整定時不能只重視對鍋爐、汽機調節器參數的整定，而忽略對諸如鍋爐熱量信號、前饋信號的整定，應統籌考慮參數的整定，AGC控制系統的優化將會取得更好的效果。